Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Аннотация
Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция
110/10.5 кВ. Заданием на данный проект явилисль:
схема прилегающей сети
суточный график использования нагрузки
характеристика нагрузочного района (максимальная мощность нагрузки, категории потребителей питающихся от данной подстанции и т.д.)
Результатом проектирования явился:
выбор трансформаторов использующихся на подстанции
выбор схемы соединения подстанции
выбор типов релейной защиты и автоматики
выбор оборудования и токоведущих частей
рассчитаны технико-экономические показатели подстанции
Содержание
стр
Аннотация
1. Характеристика подстанции. 4
2. Выбор трансформаторов. 6
3. Расчет токов короткого замыкания и определение расчетных условий. 8
4. Выбор схемы соединения подстанции. 10
5. Выбор типов релейных защит и автоматики. 11
6. Выбор оборудования и токоведущих частей 12
7. Меры по технике безопасности и противопожарной технике 19
8. Технико-экономические показатели подстанции. 24
1. Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок
1.1. определение типа подстанции
Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме.
По месту в энергосистеме проектируемая подстанция является тупиковой(рис. 1). Высшее напряжение подстанции 110 кВ, низшее напряжение 10.5 кВ
По назначению данная подстанция является потребительской выполненной по упрощенной схеме, то есть без выключателей на стороне ВН.
По способу питания данная подстанция является тупиковой.
Обслуживание производится выездными бригадами.
Рис.1. Участок электрической сети
Мощность КЗ на стороне ВН равна 800 МВ*А
X0/X1=3.1
1.2. Характеристика нагрузки подстанции
К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.
таблица 1.1.
|
категория потребителя |
1 |
2 |
3 |
|
процентное отношение |
14 % |
36 % |
50 % |
Основной нагрузкой является химический комбинат. График нагрузки активной приведен на рис. 2. , а реактивной на рис. 3.
- 4 -
рис. 2. график использования активной мощности
рис. 3. график использования реактивной мощности
В таблице 1.2 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки
таблица 1.2
|
N ступени |
длина ступени |
P |
Q |
S |
||
|
час |
% |
МВт |
% |
МВА |
МВА |
|
|
1 |
6 |
70 |
20.3 |
80 |
9.168 |
22.27 |
|
2 |
5 |
85 |
24.65 |
90 |
10.314 |
26.27 |
|
3 |
1 |
70 |
20.3 |
80 |
9.168 |
22.27 |
|
4 |
6 |
80 |
23.2 |
85 |
9.741 |
25.16 |
|
5 |
5 |
100 |
29 |
100 |
11.46 |
31.183 |
|
6 |
1 |
70 |
20.3 |
80 |
9.168 |
22.27 |
На рис. 4. приведен график использования полной мощности
- 5 -
рис. 4. график использования полной мощности
Другие параметры характеризующие нагрузку подстанции:
1) суточный отпуск электроэнергии потребителям
Wсут = 20.3*8+24.65*5+23.2*6+29*5= 569,85 МВт*ч
2) время использования максимальной активной нагрузки
Tмакс = (365* Wсут) / Pмакс=(365* 569,85) / 29= 7172.25 ч
3)максимальная нагрузка
Sмакс=31.183
2. Выбор силовых трансформаторов
Выбор начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов на данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Так как от подстанции питаются потребители 1 и 2 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.
Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного трансформатора оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия Sрасч 0.7 Sмакс=0.7*31.183=21.8281 МВА. Исходя из этого принимаем трансформатор ТРДН-25000/110.
Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.
Расчет перегрузочной способности
Сдвигаем график нагрузки на 1 час и откладываем мощность трансформатора (рис. 5.)
- 6 -
рис. 5.
1) Находим начальную нагрузку(эквивалентную ступень охлаждения). В данном случае за начальную нагрузку принимаем первую ступень исходного графика
K1=S1/Sном тр-ра=22.27/25=0.8908 , где
S1 - мощность на первой ступени исходного графика
Sном тр-ра - номинальная мощность трансформатора
2) Находим предварительное значение коэффициента перегрузки
где
Si - значения ступеней графика использования полной мощности находящихся в области перегрузки
ti - длительности ступеней перегрузки
h’=17 ч.
3)находим максимальное значение перегрузки
Kмакс=Sмакс/Sном тр-ра= 1.16
4) принимаем значение перегрузки K2=0.9*Kмакс=0.9*1.16=1.044
так как K2’<0.9 Kмакс
корректируем значение времени перегрузки
при полученных K1 и h допустимая перегрузка равна K2доп=1.6, а мы имеем K2=1.044
следовательно трансформатор проходит по режиму перегрузки в послеаварийном режиме.
- 7 -
3. Расчет токов короткого замыкания и определение расчетных условий.
нормальные условия (установившийся режим)
1) нормальный (рабочий) ток через трансформатор
на стороне НН
на стороне ВН
2)утяжеленный ток через трансформатор
Iутяж=K2*Iнорм
на стороне НН
Iутяж=1.6*428.65=685.85 А
на стороне ВН
Iутяж=1.6*40.92=65.47 А
3)нормальный ток для отходящих кабельных линий
4) утяжеленный ток для отходящих кабельных линий
Iутяж=2*Iнорм=2*71=142 А
5) расчетный продолжительный ток для ошиновки трансформатора
6) расчетный продолжительный ток для сборных шин
Iпрод.расч.=0.75*Iпрод. расч. тр-ра=824.8 А
7) расчетный продолжительный ток для секционного выключателя
Iпрод.расч.=0.6*Iпрод. расч. тр-ра=659.85 А
Условия К.З.
На рис. 6. приведена расчетная схема
-8-
рис.6.
Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА
Далее находим сопротивления в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям :
сопротивление системы Xсб=Sб/Sкз=1.25
сопротивление трансформатора Xтб=
Находим токи трехфазного КЗ:
- на стороне ВН
- на стороне НН
где Iб - базовый ток на стороне НН
находим ток однофазного КЗ на стороне ВН
сначала находим сопротивление нулевой последовательности для системы
Xс0б=Xсб*(X0/X1)=1.25*3.1=3.875
,
где Iб - базовый ток на стороне ВН
X1 и X0 - суммарные сопротивления прямой и нулевой последовательности, при этом X1 = Xсб
Находим ударные токи:
- на стороне ВН
, где
Kу - ударный коэффициент
- 9 -
- на стороне НН
Находим тепловые импульсы для различных точек
- Кабельная линия к потребителю
tоткл=1.1 с
кДж
- секционный выключатель
tоткл=1.1+0.5 +0.0175 = 1.6775 с
кДж
- выключатель от трансформатора
tоткл=1.1+0.5 +0.5+0.0175 = 2.1775 с
кДж
4. Выбор схемы соединения подстанции.
Так как данная подстанция является тупиковой, принимаем комплектную трансформаторную подстанцию КТПБ - 110/10-10.
на стороне ВН принимаем схему “два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны трансформаторов” на рисунке (рис. 7.) приведена схема данного РУ.
рис.7. Схема подстанции
-10-
Для данной схемы основными достоинствами являются:
1) простота
2)низкая стоимость (из-за отказа от выключателей на стороне ВН)
Работа схемы
В нормальном состоянии перемычка разомкнута.
При КЗ в трансформаторе релейная защита включает короткозамыкатель и тем самым переносит КЗ на линию, далее это КЗ отключается релейной защитой линии.В бестоковую паузу отключается отделитель. Потребители при этом питаются от второго трансформатора через секционный выключатель. При аварии на линии в данной схеме также отключается трансформатор. Однако в случае необходимости имеется возможность питать 2 трансформатора от одной линии, для этого выездная бригада замыкает разъединитель в перемычке и 2 трансформатора питаются от одной линии.
5. Выбор типов релейных защит и автоматики.
Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выборе защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ
а)На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит
На секционном выключателе устанавливается комплект МТЗ (tрз=1.62.1 с).[]
б) На кабелям, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты.
На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.
На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз= 0.1с).
На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики.
-11 -
6. Выбор оборудования и токоведущих частей
6.1. Выбор выключателей
Так как подстанция выполнена по упрощенной схеме (без выключателей на стороне ВН), производится выбор выключателей только на стороне 10 кВ.
В комплект поставки подстанции входят шкафы КРУН К-47. В данном типе шкафов устанавливаются маломасляные выключатели типа ВК-10
выбор выключателей приведен в таблицах 6.1. , 6.2. и 6.3.
Выбор вводного выключателя
таблица 6.1
тип выключателя ВК-10 -1600-20У2
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=1099.7 А |
Uном=10 кВ Iном=1600 А |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
iном.откл=20 кА |
по комутационной способности |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=81 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=81.09кДж |
Вк=202*4=1600 кДж |
по термической стойкости |
Выбор секционного выключателя
таблица 6.2
тип выключателя ВК-10 -1000-20У2
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=659.85 А |
Uном=10 кВ Iном=1000 А |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
iном.откл=20 кА |
по коммутационной способности |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=81 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=62.96кДж |
Вк=202*4=1600 кДж |
по термической стойкости |
Выбор выключателя отходящей кабельной линии
таблица 6.3
тип выключателя ВК-10 -630-20У2
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=142 А |
Uном=10 кВ Iном=630 А |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
iном.откл=20 кА |
по коммутационной способности |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=81 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=42.03кДж |
Вк=202*4=1600 кДж |
по термической стойкости |
Примечание: здесь и далее все расчетные данные если они дополнительно не уточняются берутся из раздела 3.
-12-
6.2.Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.
принимаем разъединитель типа РНДЗ-2-110У/1000У1 с приводом ПРН-110У1 данные выбора приведены в таблице 6.4
таблица 6.4.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=110 кВ Iутяж=65.47 А |
Uном=110 кВ Iном=200 А |
по условию длительного режима |
|
iу=10.23 кА |
Iдин=80 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=4.022*1.08=17.45кДж |
Вк=31.52*3=2976.75 кДж |
по термической стойкости |
6.3. Выбор отделителя и короткозамыкателя
Ориентируясь на стандартную поставку КТП принимаем отделитель типа
ОД-110/1000УХЛ1 с приводом ПРО-1У1 проверка приведена в таблице 6.5.
таблица 6.4.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=110 кВ Iутяж=65.47 А |
Uном=110 кВ Iном=1000 А |
по условию длительного режима |
|
iу=10.23 кА |
Iдин=80 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=4.022*1.08=17.45кДж |
Вк=31.52*3=2976.75 кДж |
по термической стойкости |
Принимаем короткозамыкатель типа КЗ110БУ1 с приводом ПРМ-1У1 проверка приведена в таблице 6.6.
таблица 6.4.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=110 кВ Iутяж=65.47 А |
Uном=110 кВ Iном=1000 А |
по условию длительного режима |
|
iу=10.23 кА |
Iдин=32 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=4.022*0.58=9.37кДж |
Вк=12.52*3=468.75 кДж |
по термической стойкости |
Примечание:
определим время отключения отделителя и короткозамыкателя
для короткозамыкателя
tоткл=tрз ЛЭП + tв ЛЭП= 0.5 + 0.08= 0.58 с , где
tрз ЛЭП -время действия релейной защиты линии на питающем конце (tрз ЛЭП =0.5 с)
tв ЛЭП - время отключения выключателя линии(tв ЛЭП =0.08 с)
для отделителя
tоткл=tрз ЛЭП + tв ЛЭП+tвкл.кз+tрз тр-ра= 0.5 + 0.08+0.4+0.1=1.08 с , где
tвкл.кз - время включения короткозамыкателя
tрз тр-ра - время действия релейной защиты трансформатора (tрз тр-ра =0.1 с)
-13-
6.4. Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд
Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять
Sном.ТСНSрасч.ТСН0.3%Sном.т=75 кВт
принимаем трансформаторы типа ТСЗ-160/10
Uвн=10 кВ Uнн=0.4 кВ S=160 кВА
условие для выбора аппаратуры
IномIутяж=1.4*Iном ТСН=1.4*160/(4*1.7*U*cosмакс)
Выбор предохранителя
IномIутяж=1.4*Iном ТСН=1.4*160/(4*1.7*10*cosмакс)=8.08 А
принимаем ПКТ101-10-10-31.5У3
Iном=10 А Iном.откл=31.5 кА
проверка по коммутационной способности
Iном.отклIпо 31.5>6.02
Выбор автомата
IномIутяж=1.4*Iном ТСН=1.4*160/(4*1.7*0.4*cosмакс)=202.07 А
Принимаем рубильник Р32
Iном=250 iу=20 кА Вк=64кДж
Принимаем автомат АВМ4Н
Iном=400 iоткл=10 кА
6.5. Выбор сборных шин высшего напряжения
Сборные шины в виде алюминиевых труб входят в комплект поставки подстанции КТПБ-110.
6.7.Выбор ошиновки силового трансформатора
Принимаем ошиновку силового трансформатора в виде комплектного токопровода. Тип токопровода ТЗК-10-1600-51 проверка токопровода приведена в
таблице 6.7.
таблица 6.7.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=1099.7 А |
Uном=10 кВ Iном=1600 А |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=51 кА |
по динамической стойкости |
Сечение токоведущих шин (из алюминия) - двутавр, площадь сечения 14600мм2
расположение шин - по треугольнику
кожух: форма - цилиндр Dн=622 , материал - сталь
выполняется без междуфазных перегородок
6.7. Выбор кабельных линий к потребителю
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока
Экономическое сечение qэк=Iнорм/jэк=71/1.1=64.54 мм2 , где
Iнорм - максимальный длительный ток нормального режима( берем из раздела 3)
-14-
Принимаем сечение q=70 мм2
данные кабеля:
допустимый ток кабеля :
Iдоп=160 А
бумажная изоляция, пропитка нестекающий состав, свинцовая оболочка.
Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима
Iдоп’= Iдоп*Kдоп перегр=160* 1.35 =216, где
Kдоп перегр - коеффициент допустимой перегрузки находится по справочнику исхода из
Кз - коэффициента загрузки
Кз=Iнорм/Iдоп=71/160=0.44 Kдоп перегр=1.35
условием проверки является
Iутяж< Iдоп’ 142<216
производим проверку кабеля по термической стойкости
Для этого требуется определить минимально допустимое сечение
qqмин= мм2 , где
Вк -тепловой импульс (см. раздел 3)
C - коэффициент принимаемый в среднее для кабеля с алюминиевыми жилами
С=90 А2*с/мм4
Кабель на проходит по термической стойкости требуется ставить токовую отсечку
принимаем tрз=0.1 с
тогда
Bк=Iпо2(tрз+Tа)=6.022*(0.1+0.06)=5.798 кДж
производим повторную проверку
qqмин= мм2
70>26.756
принимаем кабель АСБ-10-370
- 15-
6.8. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Измерительные приборы и места их установки
таблица 6.8
|
№ п/п |
место установки приборов |
приборы |
|
1. |
трансформатор двухобмоточный на стороне НН |
амперметр(Н-393) счетчик активной энергии(СА4У-И672М) счетчик реактивной энергии(СР4У-И676М) |
|
2. |
секционный выключатель |
амперметр в одной фазе (Н-393) |
|
3. |
секция шин НН |
вольтметр (Н-393) |
|
4. |
кабельная линия |
амперметр(Н-393) счетчик активной энергии(СА4У-И672М) счетчик реактивной энергии(СР4У-И676М) |
|
5. |
трансформатор собственных нужд |
амперметр(Н-393) счетчик активной энергии(СА4У-И672М) |
Выбор трансформаторов тока
На стороне ВН в виду отсутствия выключателей принимаем трансформатор тока наружной установки. Тип ТТ ТФЗМ110Б-I
проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9:
таблица 6.9
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=110 кВ Iутяж=190.26 А |
Uном=110 кВ Iном=200 А класс точности=0.5 |
по условию длительного режима |
|
iу=10.23 кА |
Iдин=31 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=4.022*1.08=17.45кДж |
Вк=62*3=108 кДж |
по термической стойкости |
На стороне НН:
на выводе трансформаторов ставим ТТ ТШЛК-10
трансформаторы тока ставим в каждой фазе
проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.10:
-16-
таблица 6.10
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=1099.7 А |
Uном=10 кВ Iном=2000 А класс точности=0.5(при нагрузке 0.8 Ом) |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=70 кА |
по динамической стойкости |
|
Zрасч=0.3535 |
Zном=0.4 |
по нагрузочной способности |
|
Вк=17.12кДж |
Вк=70.82*3=15037.92 кДж |
по термической стойкости |
проверка по нагрузочной способности
определение сопротивлений приборов
Zамп.=Sпотр. обм / I2=0.1/52=0.004 Ом
Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2=2.5/52=0.1 Ом
Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2=2.5/52=0.1 Ом
в формулах:
Sпотр. обм - мощность потребляемая токовой обмоткой данного прибора
I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока
таблица 6.11
|
прибор |
тип |
нагрузка создаваемая прибором, Ом |
||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
||
|
Амперметр |
Н-393 |
- |
0.004 |
- |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
0.1 |
- |
0.1 |
|
счетчик реактивной энергии |
СР4У-И676М |
0.1 |
0.1 |
0.1 |
Самой нагруженной фазой является фаза А, либо фаза С
производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:
Z2расч=Zприб+rпров+rконт= Zсч.акт.+Zсч.реакт.+rпров+rконт =0.1+0.1+rпров+0.05=0.25+rпров
находим допустимое сопротивление провода:
rпров. доп.=0.8-0.25=0.55 Ом
находим требуемое сечение для заданного сопротивления:
, где
- удельное сопротивление;
l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);
rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.
В результате расчета получаем:
q=0.028*50/0.55=2.55 мм2
из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2
q=4 мм2 rпров.= 0.028*50/4=0.35 Ом
-17-
Z2расч=0.35+0.25=0.6 > 0.8 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности
на секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10
проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:
таблица 6.12
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=659.85 А |
Uном=110 кВ Iном=800 А класс точности=0.5 |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=74.5 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=17.12кДж |
Вк=37.82*3=4286.52 кДж |
по термической стойкости |
на отходящей кабельной линии ставим ТТ ТПЛК-10
проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.13:
таблица 6.13
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=10 кВ Iутяж=142 А |
Uном=110 кВ Iном=150 А класс точности=0.5 |
по условию длительного режима |
|
iу=15.765 кА |
Iдин=74.5 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк=17.12кДж |
Вк=7.12*3=151.23 кДж |
по термической стойкости |
Выбор трансформаторов напряжения
на секции 10 кВ ставим ТН типа НТМИ-10-66У3 (число ТН равно 4)
Uном=10 кВ
первичное напряжение 10000 В
вторичное напряжение 100 В
дополнительной вторичной 100/3 В
допустимая мощность 120 В*А при (классе точности 0.5)
группа соединений обмоток Y0/Y0/
проверка по нагрузочной способности
Таблица 6.14. подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений
|
наименова-ние прибора |
тип |
число катушек |
потребляемая мощность одной катушки В*А |
число приборов |
P, Вт |
Q, В*А |
|
Вольтметр |
Н-393 |
1 |
1.5 |
1 |
1.5 |
0 |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
2 |
8 |
13 |
2*13*2=52 |
6.93*2*13= =180 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И676М |
2 |
8 |
13 |
2*13*2=52 |
6.93*2*13= =180 |
Sприб=
Sдоп=4*120=480>Sприб=375.14
на стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НФК-110-83У1
Uном=110 кВ
первичное напряжение 110000 В
вторичное напряжение 100 В
допустимая мощность 400 В*А при (классе точности 0.5)
7. Меры по технике безопасности и противопожарной технике
7.1. Система рабочего и аварийного освещения
Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 220 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках и верстаках) напряжением 36 В.
Питание шин рабочего освещения осуществляется от трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах.
Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи. Кроме того, Выездная бригада должна быть снабжена персональными аккумуляторными фонарями.
Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется шин собственных нужд 380/220 В переменного тока и при исчезновении последнего автоматически переводиться на шины оперативного постоянного тока.
Для освещения помещений подстанций используются обычные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств используются прожекторы ПКН с галогеновыми лампами. Прожекторы устанавливаются группами на существующих опорах молниеотводов порталах открытого распределительного устройства.
В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах громоздкого оборудования, прожекторные установки размещаются с двух противоположных сторон.
7.2. Защита от шума и вибрации
При выборе площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение производится органами санитарного надзора по предоставлению проекта
-19-
санитарно-защитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих конструкций.
Основными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы и реакторы, вентиляционные установки в зданиях, компрессорные установки.
7.3. Мероприятия по технике безопасности
7.3.1. Ограждение территории ПС
На подстанции применено два вида оград - внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 1,8 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-110 кВ и имеет высоту 1,6 м.
В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 50х50 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.
7.3.2. Необходимые изоляционные расстояния.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 1800 мм;
Между проводами разных фаз - 2000 мм;
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,5 м, до габаритов транспортируемого оборудования - 2550 мм;
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней - 3000 мм;
От не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов - 1500 мм;
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущими частями и зданиями или сооружениями - 3800 мм;
От контакта и ножа разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту - 2200 мм.
-20-
7.3.3. Маркировка частей установок и предупредительная окраска
В соответствии с требованиями ПУЭ выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение -
шины обозначаются:
Цветовое обозначение выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.
Заземляющие шины тоже окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих приборов окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.
7.3.4. Планировки, обеспечивающие электробезопасности при обслуживании ПС
РУ-110 и 10,5 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:
включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.
В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
7.3.5. Проходы, входы и выходы в РУ.
Габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее 3 м. Также предусматриваются проезды: к порталу для ревизии трансформаторов, КРУН, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.
7.3.6. Устройство защитного заземления.
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоля
-21-
ции, подлежат заземлению. Заземление выполняется во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, постоянного тока - 440 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках - при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше - постоянного тока.
Заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
7.3.7. Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов, возможных перегрузок и аварийных режимов.
Проводники и аппараты удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.
Для кабелей, напряжением до 10 кВ, с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в таблице 7.1:
таблица 7.1
|
Коэфф. |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по |
||
|
предвар. |
отношению к ном. в течение (ч) |
|||
|
нагруз. |
0,5 |
1,0 |
3,0 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
0,6 |
В земле |
1,35 |
1,30 |
1,15 |
|
В воздухе |
1,25 |
1,15 |
1,10 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,20 |
1,10 |
1,0 |
|
|
0,8 |
В земле |
1,20 |
1,15 |
1,10 |
|
В воздухе |
1,15 |
1,10 |
1,05 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,10 |
1,05 |
1,00 |
|
На период ликвидации после аварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, допускается перегрузка до 10 %, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15 % номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.
На период ликвидации после аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблице 7.2:
-22-
таблица 7.2
|
Коэфф. |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отноше |
||
|
предвар. |
нию к ном. при длительн. максим |
|||
|
нагрузки |
1 |
3 |
6 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
0,6 |
В земле |
1,5 |
1,35 |
1,25 |
|
В воздухе |
1,3 |
1,25 |
1,25 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,3 |
1,2 |
1,15 |
|
|
0,8 |
В земле |
1,35 |
1,25 |
1,20 |
|
В воздухе |
1,30 |
1,25 |
1,25 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,2 |
1,15 |
1,10 |
|
7.3.8. Устройство молниезащиты.
Защита ОРУ-110 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ, а также отдельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не менее 80 Ом.
Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перенапряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов молний тросом, установкой на ВЛ метровых промежутков и ОПН . Для защиты обмотки 110 кВ трансформаторов вентильные разрядники устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.
7.4. Мероприятия пожарной безопасности.
7.4.1. Установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ.
Расстояния от выключателей и силовых трансформаторов, а также трансформатора СН, до зданий и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и.т.д.) предусматривается не менее 16 м.
Противопожарные расстояния от зданий трансформаторной мастерской и аппаратной маслохозяйства, а также от складов масла до ограды ОРУ предусматривается не менее 6 м.
-
23-
7.4.2. Противопожарные мероприятия
По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями ПС относится к третьей группе [ гл. 11.4 [л-6]]. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, за исключением: общеподстанционного пункта управления, помещения связи, компрессорной [ п.34 [л-6]]. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.
Объем маслоприемника предусматривает одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора (реактора) и 80 % масла, содержащегося в одном баке выключателя.
Комплекс противопожарной автоматики состоит из устройств обнаружения очага пожара ( извещателей, расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала.
На ПС применяются извещатели комбинированного типа ДИЛ-1 и ДТЛ-контактные. Извещатели устанавливаются на потолке.
Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока в с частотой 50 Гц.
Система электрической пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом.
На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.
8. Технико-экономические показатели подстанции
1) Установленная мощность подстанции
Sуст=n*Sном.т.=2*25=50 МВ*А=50000 кВ*А , где
Sном.т. - номинальная мощность одного трансформатора
n - количество трансформаторов на подстанции
2) Капитальные затраты на сооружение подстанции
для комплектной трансформаторной подстанции КТПБ110/10-5-225000-47У1 на 14 отходящих линий (из справочника в ценах базисного года):
K=268.72 тыс. руб.
так как у нас 24 отходящих линии, то доплюсовываем стоимость недостающих КРУН к стоимости подстанции
из справочника в ценах базисного года стоимость одного КРУН равна 3.902 тыс.руб.
Кп/ст баз.=268.72+3.902*10=307.74 тыс.руб. (в ценах базисного года)
приводим стоимость подстанции к ценам текущего года
Кп/ст= Кп/ст баз.* , где
- коэффициент увеличения стоимости оборудования (принимаем равным 10).
Кп/ст=307.74*10=3077.4 тыс. руб.
3) Относительная величина капитальных затрат
к=К/ Sуст =3077.4 / 50=61.548 руб/кВА
- 24 -
4) КПД подстанции средневзвешенный
, где
Wгод - годовой отпуск энергии потребителям
Wгод - годовые потери энергии в трансформаторах
Wгод=Wсут*365=(6*20.3+5*24.65+1*20.3+6*23.2+5*29+1*20.3)*365=
=207995,25 МВт*ч=207995250 кВт*ч
Wгод=, где
Pхх и Pкз - потери в трансформаторе;
Si - мощность на i - й ступени графика;
ti - продолжительность i - й ступени графика.
для ТРДН-25000/110 Pхх=25 кВт Pкз=120 кВт
Wгод=2*365*25*24+120/2*(6*20.32/502+5*24.652/502+20.32/502+6*23.22/502+
+5*292/502+20.32/502)*365= 963600 кВт*ч
=207995250/(207995250+963600)*100= 99.53885657391 %
5) себестоимость трансформации энергии на подстанции
Sтр=Иусл/ Wгод , где
Иусл - условные годовые издержки
Иусл=Ипс+Ипот ,где
Ипот - стоимость потерь энергии
Ипот=С*Wгод=963600*0.2= 192720 руб/год
С -затраты на возмещение потерь электроэнергии принято равным 0.2 руб/кВт*ч
Ипс - годовые издержки подстанции
Ипс=
Здесь - основная заработная плата производственного персонала подстанции
=nпер*ЗП*Кр , где ЗП=2000 руб/год , Кр=1,nпер=6
=6*2000*1=12000 руб/год
- дополнительная заработная плата производственного персонала
=*m , где m=0.1
=12000*0.1=1200 руб/год
Исоц - отчисления по социальному страхованию
Исоц =0.14*(+)=0.14*(12000+1200)=1848 руб/год
Иэкспл - расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, включая текущий ремонт
Иэкспл =6.4/100*K=6.4*3077400/100=196953.6 руб/год
Ицех - цеховые расходы
Ицех =* Иэкспл , где =0.15
Ицех =0.15*196953.6=29543.04 руб/год
Ипс=12000+1200+1848+196953.6+29543.04= 241544,64
-25-
Иусл=192720+241544,64= 434264,64 руб/год
Sтр=434264,64/207995250=0.00209 руб./(кВт*ч)=0.2 коп/(кВт*ч)
6) время использования установленной мощности
Туст==365*(6*20.3+5*24.65+1*20.3+6*23.2+5*29+1*20.3)/50= =4159,905 ч
Итоговые данные по подстанции сведены в таблицу 8.1
таблица 8.1. сводные экономические данные по подстанции
|
установленная мощность Sуст |
стоимость сооружения подстанции Кп/ст |
относительная величина капитальных затрат |
КПД |
время использования установленной мощности |
|
50000 кВА |
3077.4 тыс. руб. |
61.548 руб./кВА |
99.539% |
4159.905 ч |
-26-
Список литературы
1. Правила устройства электро установок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 1985, - 640 с.
2. Нормы технологического проектирования подстанции напряжением 35-750 кВ.
-М,:Энергосетьпроект, 1979
3. Справочник по проектированию подстанций 35-750 кВ. /под общей ред. С.С. Роко тяна , -М.:Энергоиздат, 1982. -352с.
4. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы
для курсового и дипломного проектирования/под ред. В.Н. Неклепаева.
-М.: Энергоатомиздат, -1989.
5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций. Альбом 1: схемы и указания по их применению .-Л: Энергосетьпроект,1978.
6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980. -600 с.